国外低渗透油藏开发技术.doc

国外低渗透油藏开发概述引 言目前，世界范围内的低渗透油藏开发均没有取得突破性进展，低渗透储量的动用程度很低，只有储层条件好、埋藏浅的低渗透油藏才得到开发。与中高渗油气田相比，低渗透油气田的储层特性、伤害机理、流动规律不仅仅是个量的变化，实际上在一定程度上发生了质的变化，因此在开发中问题表现最为突出，即，1)储层伤害问题，这种伤害贯穿于钻井、完井、增产改造、采油采气的整个过程；2)经济效益问题，即高投入低产出的问题。因此国外低渗透油气田开采技术的发展也主要是围绕解决这两大问题进行，即尽量减少地层伤害，尽量降低生产成本。减少地层伤害主要是采用空气钻井、泡沫钻井、低密度钻井液和欠平衡钻井等钻井技术。低渗透油藏的开发技术主要有：1)低渗透油藏精细描述技术。包括天然裂缝油藏预测技术、低渗透储层基质特征及富集区带预测技术、裂缝性低渗透油藏建模方法。2)注水开发低渗透油藏的井网型式和井网密度。90年代以来，美国在低渗透油气资源开发中成功地实施了水平裸眼分段压裂，取得良好效果。利用水平井开采，实现“稀井网、强驱油”。此前，美国、俄罗斯等国多年来研究得出的共同结论是对低渗透油气田的开发，必须采用“密井网，强驱油”。密井网无疑会增加成本，所以水平井，特别是低压钻水平井技术是解决这一问题的良好方法。即以稀井网实现“强驱替”。3)低渗透储层的增产改造技术。低渗透储层一般必须经过增产改造才能获得工业生产价值，早期最常用的方法是水力压裂，但许多低渗透储层的水敏、强水锁等特性使之不适合采用水力压裂。因而国外发展起来了CO2加砂压裂技术(又称干式压裂技术)，最近出现了液态CO2井下配置加砂压裂技术，超长水平井技术取代压裂缝技术等。4)水平井和多分支井开发低渗透油藏新技术。包括低渗透油藏水平井开采的适用性筛选标准以及钻井、完井和采油等技术。5)利用自然能量开采。国内外研究认为，低渗透储藏最好首先采用自然能量开采，尽量延长无水开采、低含水开采期。因为油气层一旦见水，稳产难度就很大。而低渗透气田的自然能量主要是弹性驱和溶解气驱。一般一次采收率可达10%20%，二采可达25%30%，三采技术还不大成熟。为提高驱替效率，国外又发展起来了注气、水气交注、水气混注、周期注水、周期注气以及美国近年来开展的人造气顶驱等。为降低成本，美国在90年代中期引入了车载抽油技术。关于小井眼技术，国内虽已发表了多篇文章，但目前国外还没有关于小井眼开发低渗透油藏的报道，其应用仅限于探井和自喷井，这是因为其配套设施还不完备，大部分井下设备和测量仪器无法下入井中的缘故。未来有可能使低渗透油藏开发取得突破的技术是层内爆炸增产技术。数字油田技术则有可能使低渗透油藏的管理迈上一个新的台阶。水力压裂技术水力压裂是低渗透油藏开发中最早使用也是目前最常使用的技术。水力压裂处理的目的是建立能提供很大表面积的长而薄的裂缝。裂缝的半长度可以在100-1000ft这一数量级，开度在十分之一英寸这一数量级。成功压裂处理的真正度量标准是是否增加了产量或注入能力。水力压裂的首要目的是改善储层与井眼之间的流体连通。近年来取得的进展包括：粘弹性表面活性剂压裂液、限流射孔等。 粘弹性表面活性剂压裂液实验室试验表明，来自聚合物流体的未破碎残余物确实可以堵塞支撑剂填充体的孔隙。从用常规流体和低瓜尔胶流体处理的井中获得的返排流体的分析表明，即使在低渗透油藏，返排过程中也只有35%-45%的聚合物返回。剩余聚合物留在裂缝中并将降低井的产能。一种理想的压裂液应显示出以下特性：充填过程中管中的压降最小；有足够的支撑剂携带能力并应在裂缝闭合后钝化携带机理。这要求流体破胶并返排而不留下任何可降低传导能力的残余物。1997年，在油田中引入了一种革命性的压裂液。这种新开发的压裂液系统使用了粘弹性表面活性剂(VES)，可替代常规聚合物破胶剂方法；粘弹性表面活性剂压裂液的主要进步是易于准备、没有地层损害和支撑剂充填体仍有很高的传导性。这种压裂液通过在盐水中混合足够量的粘弹性表面活性剂来制备。由于不需要聚合物水化，因此进入盐水中的表面活性剂浓缩物就可以连续地计量。不需要交联剂、破胶剂或其他化学添加剂。这种产品使压裂作业变得简单而可靠。这不仅是因为与瓜尔胶体系相比需要的化学剂品种更少，而且还由于它的操作更简单。表4-4列出了VES压裂液与典型瓜尔胶压裂液体系的比较。这项技术的关键是在压裂作业中使用粘弹性表面活性剂来代替聚合物。不同的温度和不同的强化技术都有不同类型的压裂液配方。最常用的配方是使用季铵盐，配以像氯化钾、氯化铵或硝酸铵这样的无机盐。将盐水变为像水杨酸钠这样的有机盐将会改善这种压裂液的高温动态。粘弹性表面活性剂压裂液的性能得益于它独特的化学性质。粘弹性表面活性剂的分子很小，约比瓜尔胶分子小5000倍。它由一个亲水基头部和一个长憎水基尾部组成。在盐水中，它们形成了狭长的胶束聚集体。 当VES压裂液中的表面活性剂浓度在某一临界浓度之上时，胶束结构就缠绕在一起并形成网状结构。这些结构是造成低粘度下超常支撑剂携带特性的原因。VES压裂液一旦与油、气或稀释剂接触，就可以通过将蠕虫状胶束分解成小得多的球状胶束。球状胶束不会互相缠绕，因此合成流体具有与水相同的粘度，使得压裂液随产出流体回流到地面，而留下高传导性的支撑剂填充体。自从引入VES压裂液以来， 已进行了2400多次成功的压裂处理，这些处理的结果证明，VES体系在长期生产方面能比聚合物体系提供更好的机会，而使用的压裂液和支撑剂则要少得多。一种用于浅层低渗透油藏的新的压裂液体系新流体体系最初是设计用来替代过去的表面活性剂水体(有的加入了3%KCl作为粘土稳定剂)改善压裂效果的。油藏实例1的流体成本未有太大增加。由于地层很老，开发阶段又是高含水期，若流体成本大幅度增加就会造成经济上的失败。经过仔细分析过去的压裂液和地层特性后，得出存在着两种影响压裂效果主要因素的结论：压裂液的含砂能力和地层粘土的膨胀。既然一种流体的含砂能力通常与流体的粘度成正比，那么就必须向流体中添加一些聚合物以增加其粘度。一般而言，高分子量聚合物都具备形成高粘度的能力，也就是说，与低分子量聚合物相比，较少(如较低的流体费用)的高分子聚合物便能形成同等的粘度。然而，Gall等人的研究表明，高分子量(7810 6)和中等分子量(110 66106)聚合物造成了大范围地层损害。在凝胶液中不溶聚合物碎屑不但不能增加流体粘度，反而会加大支撑剂充填带来的损害。因此，为避免造成这种损害，必须综合考虑流体的费用和流体损害，将聚合物的分子量保持在一个“合适的范围”内。在为这种新的流体体系选择聚合物时，必须注意权衡好流体成本与防止地层损害两方面问题。为了控制分子量和避免地层内残留不溶固体，提出了一种新的合成聚合物，这是一种不完全电离的线性聚合物。最终产物是一种细固体和液体的混合物，其中固体是聚合物，液体则是用来提高细固体悬浮物能力的介质。这种混合物可以不残留地完全溶解在水中，从而不会损害有效裂缝。由于它瞬时溶解，所以在压裂处理之前可以在井场通过水泥泵制备这种液体。从而节省了某些液体制备和输送的费用。除增加流体粘度外，聚合物还具有粘土稳定剂的能力，而无须再添加专用稳定剂防止粘土膨胀。既然聚合物是合成的，那就不必担心细菌的降解作用。为节省费用，一次压裂作业所剩余下的液体还可送至下一口井加以使用。 为不同的井设计了两种液体。液体1是用于相对较浅和温度较低的油藏，液体2适合于较深的和温度较高的油藏，或以较低泵速压裂。 液体1：增稠剂A+表面活性剂+粘土稳定剂 液体2：增稠剂B+表面活性剂+粘土稳定剂+延迟解聚剂 增稠剂A的浓度为04%05%(重量)，增稠剂B的浓度是05%06%。延迟解聚剂的浓度01%015%。增稠剂B比增稠剂A具有更强的增粘性。表面活性剂和粘土稳定剂的类型与浓度要在价格、地层流体、粘土矿物以及与其它添加剂的兼容性基础上通过试验进行选择。 流体性质和价格 已检测了三个油藏实例的滤失系数和流体对地层的损害，见表1。结果表明：新流体的损害程度大大低于交联瓜尔胶所造成的损害。 流体的成本 新流体成本一般约占交联瓜尔胶的40%60%。成本会随着增稠剂和添加剂种类与浓度的不同而改变。 限流压裂完井技术 限流压裂通常意味着选择压裂所需得射孔直径和射孔数量，以便预期的注入速率产生足够的流速，在井眼与水力裂缝之间建立几百psi的压差。通常，这种 表1 限流压裂在大斜度井和水平井中的应用油田位置生产地层压裂类型总垂深(ft)横向或斜井段长度(ft)压裂层数典型射孔数量典型注入速率(桶分)完井类型倾角井数A.Shafter加州McClure页岩支撑剂7700440062455末胶结衬管水平4得克萨斯北部PaloPinto灰岩裂缝酸化4400210071428裸眼水平3得克萨斯西部密西西比灰岩裂缝酸化900017007714裸眼水平2新墨西哥Wolfcamp裂缝酸化11000150051530未胶结衬管水平1新墨西哥Delaware砂岩支撑刑600060051021裸眼水平1得克萨斯西部SanAndres裂缝酸化45002000141420裸眼水平2得克萨斯西部Devonian裂缝酸化1180036001250100-120末胶结衬管水平5得克萨斯西部Devonian裂缝酸化1180036001250100-120胶结衬管水平11得克萨斯西部Devonian支撑剂159001000551105胶结衬管水平1得克萨斯西部Devonian支撑剂1590080073555胶结衬管水平1得克萨斯西部Devonian支撑剂11500300053080胶结衬管水平1得克萨斯西部Devonian支撑剂11500350074880胶结衬管水平1得克萨斯西部Devonian支撑刑1150056005-740-4280-100胶结衬管水平1得克萨斯西部Devonian支撑剂11500150053090胶结衬管水平1得克萨斯西部Dean支撑剂83002200935110胶结衬管水平1得克萨斯西部Strawn裂缝酸化11000150053080胶结衬管水平1做法是为了保证流体流入所有炮眼，即使裂缝内各个炮眼之间的压力变化很大。即使在地层应力变化范围为几百psi的情况下，这项技术也能保证每个炮眼都将压裂液传送到水力裂缝中。大部分专业人员都假设所有炮眼的大小和形状是均匀的并以相同的速率接受流体。多年来，在低渗透油田的开发中，经营者已增加了大斜度或水平井眼的钻井以获得长生产井段。最初，这种方法用来在低到中等渗透率油藏通过暴露很长的产层段达到无需强化的目的。然而，工业界现在已接受了这样一种观点，即大部分需要用垂直井强化来达到商业生产水平的油藏通常也需要用大斜度或水平井完井并强化。最近许多有关这种应用的文章已提出了使用多阶段压裂的方案并获得了经济上的成功。为了降低完井成本，经营者试图同时压裂多个层段来减少作业时间和作业井数。在具有长生产层段的垂直井中， 限流压裂已证明在高度可溶的碳酸盐地层的压裂酸化和各种类型储层岩石的支撑剂压裂作业中都是成功的。在必须采用水力压裂多层的井中，需要用新的方法来降低完井成本。下面将介绍限流压裂(既包括酸化也包括支撑剂)在大斜度井和水平井中的几项应用。已开发了几种创新的方法，可使限流压裂更为成功地用于这些类型的井眼(表1)。1、 限流压裂2、 以下几个方面对大斜度或水平井眼的限流压裂显得格外重要： 沿着井段的流体静压力变化的效应减小(或没有)； 沿着长井段油管的流体摩擦效应； 射孔砂浆的腐蚀效应。静水头压差有助于消除限流压裂垂直应用中因管子摩擦引起的压力损失。这种好处在水平应用中不存在。在很长的完井井段，通常使用电子表格计算法来预测与速率和射孔直径有关的管子摩擦力变化的影响。然而，喷射射孔引起的有缺陷井眼形状和条件的影响对很长的井段来说可产生问题。在较短的射孔段，这些影响通常不明显。通常，射孔腐蚀的实验室研究仅试验无缺陷的球形孔。这常常导致低估射孔因腐蚀引起的压降变化。此外，据有些现场研究报道，一旦支撑剂携带液到达射孔段，几乎立即就可以观察到压降减小。与后期半稳态腐蚀效应相比，这种压降的减小很明显。在限流压裂的长井段应用中，这种压降减小可导致极少数射孔的快速清洗，然后当射孔沿水平井段向下进行时，这些少数射孔开始接受不成比例的大量流体。结果，在后期来到以前，接近水平段端部的射孔根本看不到任何研磨剂(支撑剂)。这些接近端部的射孔接受的总流量降低了，将会腐蚀的更慢，并将不会像首批少数射孔那样快速或完全地经历压降的降低。 在射孔间距离为小到中等的地方，去毛刺已没有意义。然而，在射孔可能隔开几千英尺远的很长的完井层段应用限流射孔，去毛刺引起的压力变化会变得比管子摩擦效应更重要。在目前多使用的预测性计算方法中还没有找到这一系数。然而，有些研究人员在选择用于每一压裂井段的射孔数量时对这一效应设定某些任意容许误差。通常，与预测的相比，这些容许误差可导致接近跟部的射孔更少，而接近端部的射孔更多。3、 点源射孔 近年来，水力压裂在大斜度井和水平井中的成功应用得到了很大改善，这主要是由于点源压裂技木的发展、包括井眼中很小井段(通常为1-3英尺)的射孔。许多文献表明，这种完井方法正得到广泛应用，有些已极大地改善了开发方案的经济性。 发展点源完井主要有两个目的： 避免形成大量平行裂缝面，这些裂缝面可导致窄裂缝宽度并减小裂缝长度，甚至可能过早滤砂。 避免近井眼区域的次生水力裂缝产生弯曲，近井眼区域的高应力可导致裂缝宽度很窄。 最近射孔技术的进步已使有些应用变得可行。已开发了一些新的完井工具，如可以打开和闭合的滑动式旁通孔。这些工具大部分是永久性安装的。其他工具包括衬管中较长的多封隔器设计，允许有5-10个用封隔器隔离的井段，各井段之间没有井的各项采油修理工作。在许多钻井程序中，这些特殊完井工具的高成本阻碍了实际应用。正在开发其他可大大降低强化成本和有关的井作业成本的技术，使得限流压裂成为一项可行的完井技术。 图2 限流压裂在大斜度井和水平井中的应用油田位置生产地层压裂类型总垂深(ft)横向或斜井段长度(ft)压裂层数典型射孔数量典型注入速率(桶分)完井类型倾斜角井数LostHill，加州Antelope页岩支撑剂75002000111240胶结衬管901LostHill，加州硅藻土支撑剂27002100131245胶结衬管906Belridge,加州硅藻土支撑剂26004000141245胶结衬管906加州海上Repetto支撑剂5500300023030胶结衬管652Sespe,加州Sespe支撑剂4500200082030胶结衬管565大部分点源完井程序都包括大量射孔。然而，有些则使用了有限数量的射孔，建立了限流压裂条件。表2列出了点源射孔限流压裂的一些应用。从表1和表2中可以看出，限流压裂既采用裂缝酸化也采用支撑剂压裂，而点源射孔限流压裂只采用支撑剂压裂。 3、在大斜度井/水平井应用中应考虑的的问题在大斜度井或水平井的任何应用中首先要考虑的是了解次生水力裂缝面。许多研究人员已研究了与井眼方向有关的效应和问题，认为这些问题都与次生裂缝面的方向有关。水平井和多分支井技术水平井作为一种开发低渗透油气田的一项成熟技术已经在世界各国油田中得到广泛应用。从低渗透油田开发的角度来讲，水平井水平段在油层中的位置、延伸长度和延伸方向是决定水平井产能的关键因素，因此在水平井的建井过程中必须应用能保证水平井以最佳井身轨迹钻进的新工艺。目前，俄罗斯已经可以利用地震声学X射线层析成像法以高精确度确定产层在不同方位上产层的深度和含油厚度，作为最佳井身轨迹的设计的依据；并且试图建立能够控制钻具钻进移动方向的自动系统，该自动系统包括从井底方向和钻柱下部组合装置的表面遥测控制系统，能自动和手动操作钻柱下部组合装置、钻具(变向器、钻铤、寻中器、稳定器)的控制工具。美国Andrill公司研制出地质导向工具，可测得离钻头12m范围内的方位、地层电阻率、伽玛射线、转速和井斜等，并把这些钻头附近的数据传到MWD系统，以便更好地引导钻头穿过薄层和复杂地层，利用测井数据直接进行地质导向钻井，而不是按预先设计的井眼轨迹钻井。多分支井的完井已经有TAML分级标准，但是仍然是分支井技术上的难点，其主要困难在于主井眼与分支井眼的连接技术。分支井的连接技术是分支井所特有的，支井眼与主井眼的密封连接问题是目前分支井完井作业技术难度最大的。因此分支井研究的主要方面集中在分支井完井中的主、支井眼连接技术。不密封连接方式(仅将主井眼与支井眼内管柱机械地连在一起)有Sperry公司的可回收分支井系统和分支回接器，Baker公司早期的根部系统等；密封连接系统目前有Sperry公司的RMLS系统、ITBS及LTBS系统，Hauiburton公司的分支井系统3000TM，Baker公司最新的根部系统；为了顺利再进入分支井眼，可使用选择性再进入工具(SRT)。多数密封连接系统都是选择性再进入的，如Sperry-San公司的多管柱完井系统(MSCSTM)，PCE公司的分支井再进入系统等。由Marathon oil与Baker oil Tools、National oil well联合开发的井下分离头系统(Down hole oil Splitter System)是一项专利技术，利用该系统可以在一口井中钻数个分支，并可以下套管固井、完井，同时可以保持各分支间的任意进入性。由Sperry-Sun钻井服务公司、CS资源公司和Cardium工具服务公司联合研制开发的一套分支井衬管回接新技术分支井段回接系统(LTBS)。LTBS主要包括套管开窗接头、可回收式导斜器、分支井衬管悬挂器及下送工具等四个部分。利用LTBS可采用常规定向井工艺钻出分支井段，实现分支井衬管与主井眼油层套管的回接，并可对分支井衬管进行注水泥固井，保证以后可以重新进入分支井筒内作业。利用水平井开发低渗透油藏主要有以下几方面的原理：水平井生产剖面具有很强的泄油能力；水平井生产剖面呈稳态流时，其压力剖面的生产压降低于垂直井压力剖面的生产压降；当生产层含有气顶或底水时，水平井直接钻入油层中部，从而限制了气顶和底水的锥进；对于垂直裂缝或高角度裂缝发育的储层，用水平井把裂缝串起来，则更显出水平井的优越性；对薄的低渗油气层，水平井延伸到薄的油层中部去，与垂直井相比具有更大的泄油面积；在等效区域内，采用相同的井距布井，水平井产能为直井的六倍，因此，水平井可以采用大井距布井，从而降低钻井成本。分支井是指在一口主井眼(又称母井眼)中钻出两口或多口进入油气藏的分支井眼或二级井眼分支井，主井眼可以是直井、定向井，也可以是水平井。分支井类型繁多，如叠加式、反向式、Y型、鱼刺型、辐射状等，可以根据油藏的具体情况进行优选合适的分支井类型。与目前比较成熟的水平井技术相比，分支井具有更大的优越性：发挥水平井高效、高产的优势，增加泄油面积，挖掘剩余油潜力，提高采收率，改善油田开发效果；可共用一个直井段同时开采两个或两个以上的油层或不同方向的同一个油层，在更好地动用储量的同时节约了油田开发资金。对于低渗透油藏这种用直井开采效果比较差的油藏，用水平井或侧钻水平井开采还不能够完全控制油藏，而采用多底井或分支井就可以较好地解决这一问题。水平井及分支井开采技术的主要技术内容包括井网及井眼轨迹设计技术、完井技术和采油工艺技术。水平井井网及井眼轨迹设计技术从目前油田现场应用和理论研究来看，水平井与直井联合布井的五点法井网与九点法井网是应用最多并且效果较理想的布井方式。水平井水平段在油层中的位置直接关系到水平井的产能和寿命，目前也有不少学者致力于这一方面的研究。水平段在油层的设计位置取决于油层的驱动类型以及油层的均质性，为了最大范围地动用目的层储量，在设计井位时，将水平段设计成与目的层斜交，使水平井既可以斜穿上、下砂岩体，又可以穿透大部分分散的不稳定薄夹层，以减少出油阻力，增加出油体积；水平段的延伸方向除与储层的构造形态、断层位置、含油砂体的沉积类型和边界有关系外，还与储层中地应力分布及天然裂缝的发育状况有关。水平段的延伸长度设计必须与储层砂体发育规模相一致，并综合考虑已钻的直井井网部署和地面环境等因素，在油藏特定地质条件和地面环境下，水平段的设计长度并不是越长越好，只有根据油藏地质条件、钻井成本和作业风险等优化研究，才能获得比较好的开发效果和经济效益。应用条件及范围水平井和分支井的开采研究表明，对于垂直井压裂开发仍然没有经济效益的低渗透油藏，也同样不适合用水平井和分支井技术开发，但是只要选择适合的地质条件，用水平井和分支井开采低渗透油田能够获得明显的增油效果。这些地质条件的内容包括： 层含油砂岩厚度大于6m； 储层的渗透率大于110-3m2； 含油层的流度应大于0510-3 m2mPas； 储层中具有比较发育的天然裂缝； 层状油藏应有良好隔层，以防气水过早进入油藏；目的层的分布面积应大于05km2， 以便部署完善的注采系统。应用实例阿曼Saih Rawl油田的低渗透Shuaiba灰岩油藏的多分支井开发获得成功。Shuaiba油藏是一个几乎未断裂的、大面积延伸的低起伏构造。渗透率受基岩控制且相对较低(1-1010-3 m2d)。油藏大约含有9000万立方米轻油(35API)，油柱高度为15-30米。经济开采是从90年代初开始的，也就是在发现该油田20年后，可有效地使用水平井技术的时候。今天，在该油田的注水井网中已经使用了高达7个分支的多分支井。储层中的单井裸眼总长度已达到了11km。到2001年中期为止，已钻了166km生产裸眼井段和107km注入裸眼井段，有167个水平井眼，产油量高达9000m3/d。最初的生产井段与注入井段之间的距离为250m，现已逐渐减小到60m。但仍满足经济标准。在2000-2001年，进行了一次油田开发回顾，以进一步寻找短期和长期的开发机遇。使用了一系列新的油藏管理工具以预测油藏对各种开发选择的响应。为了试验这些概念并实施广泛的数据采集，选定了一个先导试验区。最终，开始了实验室研究和可行性研究。通过回顾，确定了短期和中期活动的规划，包括将井距加密到40m，并在现有注入井内钻附加分支井眼。还确定了开发油田的翼部区域。然后，将在现有生产井中进行鱼骨腿钻井和反向注水的先导试验，同时设想了像堵水和二次压裂这样的波及优化方法，以达到50%以上的目标采收率。另外诸如美国、英国、法国等国家也已经钻成了数以千计的分支井，技术上也十分先进，但是我国从1993年才开始在东部老油田进行老井侧钻分支井眼尝试，到1997年才开始准备立项研究水力破岩分支水平井技术，其分支井钻井完井技术整体落后于国外510年。低成本开采技术 小井眼钻采技术低渗透油藏的油井产量都很低， 日产液量只有几立方米到几十立方米，从作业上能否做到低成本，是决定能否开发这类油藏的关键。钻小井眼的主要目的是降低油气勘探和开发成本。但井眼尺寸小会带来许多常规方法难以处理的钻井问题，比如环空水力学、小井眼井控以及井下钻具尺寸要相应减小等方面的问题，近年来，国外的一些研究机构、油公司及服务公司在这方面做了不少努力，取得了一些研究成果。钻井系统对小井眼成本影响最大，运用先进的钻井系统可显著降低小井眼钻井成本；一些研究机构估计，成本节约可高达40%60%。小尺寸钻头和井下马达是小井眼钻井系统的重要组成部分，Hughes Christensen公司对小尺寸钻头做了大量改进，提高了小井眼钻井效率。运用小井眼钻井技术时，如何选择小尺寸钻杆，使这项技术的成本效益不致于因为小尺寸钻杆钻压效率低、钻杆机械损坏可能性大等缺点而被抵消，也是一项关键技术。与常规井眼环空相比，小井眼环空几何尺寸小，显著增大了钻井液当量循环密度。在法国研究院、Forasol及DBS公司共同实施的欧洲小井眼计划中，深入研究了小井眼环空水力学特性，专门建立了一套模型，运用该模型可以调整流动参数和流体流变学特性，以此来优化环空水力流动，降低当量循环密度，改善环空内的流速分布。在油井完井作业中，设备的安装更加复杂，而且绝大多数低产油井必须采用人工举升系统才能将储层流体采出地面。不过，除电潜泵以外，大多数人工举升系统都适用于小井眼。目前已有了一系列的小直径有杆泵，它们通常和2 78”直径只有19”油管一起使用。目前已开发出一些适用于小井眼的气举系统。Maccaroni气举阀工作筒便是其中的一种，可用于油管内径受严格限制、在随后的电缆作业中会造成众多问题的完井作业中。小井眼采油目前主要应用“五小”采油技术。五小采油技术是随着小井眼钻井技术的发展而形成的一种机械采油配套技术，由于它采用的抽油机、油管、抽油杆、抽油泵和简易防盗采油树都比常规的采油设备小，因此称为“五小”采油技术。国外小井眼采油大部分是在浅井，有自喷能力的地区。而我国，如大庆的外围井深多在1500m以上，且无自喷能力，只能靠深井泵人工举升。4in以上套管可以采用有油管的“五小”技术，套管井在1500m以上井深条件时，只能研制无油管人工举升技术。小井眼钻井由于井径的缩小，决定它具有以下几个特点：降低钻井成本：小井眼所需的钻机及地面驱动装置，要求功率小，钻头和钻具型号小，节省能源耗费；另外，钻井泥浆、固井水泥用量相应减少，套管规格缩小，节省了材料；技术要求较高：钻小井眼与普通井相比，由于钻具直径小，在相同深度的情况下，钻具组合上要求辅助钻具增多；有利于保护环境：由于小井眼井径减小，其废泥浆及钻屑的处理量减少，而且用小型轻便钻机、修井机钻小井眼，井场占地也只有常规井的1413。小井眼“五小”采油由于在1143mm套管以下的井采用小抽油机，小直径抽油杆，小油管，小泵和简易防盗采油树，大大节约了材料，同时也降低了生产成本，提高了系统效率。无油管采油技术目前，无油管采油主要有两种方式：一种是利用套管和实心抽油杆的环空出油，同时需要坐于抽油泵和套管之间的封隔器配合使用，这种采油方式对封隔器的可靠性和套管的内孔质量要求较高，且由于使用封隔器而不能实现井下测试，因此较少使用；另一种是用空心抽油杆代替油管和实心抽油杆来完成抽汲和出油全过程，它不改变地面的生产方式，不影响反洗油井和测量油井的液面，因此更利于油井的日常维护和保养。无油管采油技术主要适用于小井眼，单井产量较低，原油粘度低，含水较高的井，但井下套管不能严重变形(套偏等)和井斜5，不能用于稠油井和含蜡高的井，油井供液良好，液面深度要高于泵挂300-500m。无油管采油技术在施工过程中，应注意的几点关键技术：起出井下管柱后，要求用通井规通井，通至预定泵挂深度以下100m即可，然后热水反循环洗井(洗井水量为井眼容积的15倍)；空心抽油杆的选择及泵挂确定。油井液量在30-50m3/d，选用直径36空心抽油杆(内径25)；油井液量在60-80m3/d，选用直径42空心抽油杆(内径30)；空心抽油杆泵挂深度最佳适用范围800-1500m，若泵挂深度1500m，则杆强度不能得到保证；抽油机的选择。最好选10型以上抽油机，冲次小于8次min，冲程小于5m；无油管采油技术的优点如下：无油管采油装置节约了材料费，单井成本低，作业施工简单；无油管采油过程中，因空心杆伸缩量较小，同时不存在油管伸缩造成较大冲程损失，具有较高的机械采油效率和泵效；由于空心抽油杆内径小，相同排量下，无油管采油速度大于常规采油速度，故携砂能力强，同时由于原油在空心杆内部流动，油井砂粒不会进入泵筒间隙中，减轻泵的磨损；相同采出程度下，空心抽油杆耐疲劳性好。同时，无油管采油减少了油管管漏引起的停产，生产周期长；无液柱回压漏失。由于该工艺是由柱塞进入空心抽油杆内上升到井口，不与柱塞和泵筒的工作间隙相通，上冲程时不存在液柱的回压间隙漏失；可改进的性能：研究适用于含蜡井，稠油井的新技术，如经济的电加热技术，可行的化学剂及混稀油等，以便扩大使用。车载抽油技术车载式抽油油技术是近十几年发展起来的一种新的采油方式，美国MIA公司八十年代初开始研究，1988年发明，制造了第一台样机并获美国专利，1995年该项技术已在美国、巴西等地等到广泛应用。车载移动式抽油技术主要由行走系统，抽汲系统，传动系统，液压系统，深度控制系统和储油系统构成。利用此技术时，要把采油树移去。把垂挂(包括加重锤和抽油活塞)下入套管内，立管与井口连接密封。当钢丝绳通过绞车，把垂挂送至静液面以下一定深度时，井液进入皮碗下部的进油口阀，通过出油口进入皮碗上部的套管中。此时，驾驶室内控制系统控制绞车反转，开始上行，在井液的压力下，阀球关闭，密闭在皮碗上部的井液被提升到井口，进入储油罐。车载抽油技术1995年已在美国、巴西等地等到广泛应用，我国目前也已在油田广泛采用。其应用范围为： 最大作业深度：1800m； 最大提升负荷：40KN；额定抽汲液量：1m3/次；适用套管范围：1143mm、137Omm、1397mm。车载抽油技术使油田生产具有很大的机动性和灵活性，适应性强，为低渗油田开发简化了地面集输流程，减少了井口生产设备，降低了新井投产费用和生产维护费用；同时，车载抽油技术通过抽汲能够在井底产生一次强大的负压解堵作用，提高油层渗透率。裂缝性低渗透油藏注水井网优化技术在低渗透油田几十年的开发实践中，人们对裂缝性低渗透油田的井网布置取得了很多有益的认识。目前国内外投入开发的低渗透井网大多有三种：最先发展的正方形井网及反九点面积井网和后来发展菱形井网。前两种井网由于将注水井排直接布置在主裂缝上，所以油井投入开发后，见水快，水淹严重，而菱形井网才是裂缝性低渗透油藏开发的最佳井网，这其中又以两排注水井夹两排采油井菱形井网最佳。以上探讨的低渗透油田开发的合理井网是从直井的角度来论证的。随着水平井等钻井工艺技术的发展，为低渗透油田的开发提供了更加有效的手段。水平井加压裂可大大提高单井产量，使低渗透油田开发取得更好的经济效益。水平井对于厚度达510m以上的单油层最合适，对于多个单层达510m以上厚度的多油层油藏则可采用多底水平井。 目前初步认为合理的井网应该是生产井采用水平井，其水平段应垂直最大地应力方向以与裂缝直交，并以多段压裂形成多条垂直于水平井段的裂缝， 以求得最大产能。注水井可以以直井为主，沿主应力方向布井，形成线状注水。至于这种水平井和直井配合的线性注水井网其井距及排距多少最为合理要比单纯直井复杂的多，需要视具体情况(主要是裂缝渗透率与基质渗透率大小)用数值模拟手段深入研究。Horacio Ferreira于1998年把水平井注水和传统的五点井网注水进行了模拟对比。对比表明，在注入水的波及面积、注入水突破时的波及孔隙体积以及油水的相对流动速率等因素对原油采收率的影响上，水平井注水井网都要比传统五点井网优越。井网是合理开发方案的基础，对低渗透油藏来说，更是如此，必须进行井网优化。国内外裂缝性低渗透油藏在进行井网优化时，都是在裂缝油藏有别于常规油藏这个角度考虑的。裂缝性低渗透油藏最突出的特点有3个：一是储层存在天然裂缝，裂缝具有方向性，且不同油田其裂缝发育程度不同；二是裂缝渗透率较基质高，裂缝是储层的主要渗流通道，基质则是储层的主要储积空间；三是若注采井处在裂缝系统上，油水运动受裂缝控制，出现不均匀性。裂缝性低渗透油藏渗流特征及开发实践表明，影响油田开发效果的因素主要有两个方面，一是储层裂缝参数，另一个是井网部署。裂缝参数包括裂缝方向、导流能力及密度(视线密度)；井网因素包括两排水井夹油井排数和注采井方向与裂缝走向夹角。而以前国内外裂缝性低渗透油藏在井网部署时，几乎都采用了正方形井网、反九点注水方式。尽管一些裂缝性油藏在部署井网时为了避免裂缝对开发的不利影响，将井排方向与裂缝方向部署成一定角度，结果仍然造成与平行裂缝走向部署开发井的相似结果，即处在裂缝系统上的注采井的油井见水早，含水上升快，甚至暴性水淹，而垂直于水井排的油井注水收益差。 物理模拟、数值模拟和现场试验都说明：裂缝性低渗透油藏最好的开采方式是沿平行裂缝方向注水，沿垂直裂缝方向驱油，即线状注水方式。裂缝性低渗透油藏合理井网是菱形井网与矩形五点井网，最优井网为两排水井夹两排油井(即扁四点法)，其注采方向与裂缝走向有夹角，对单向裂缝渗透率与基质渗透率比值越大其夹角越小，对具体油田应视油井产能和裂缝渗透率与基质渗透率比值大小而定；对两垂直缝，其注采井与裂缝走向的夹角为45。这主要是因为：(1)避免了油井处在主裂缝走向上，极大地减小了水淹井的可能性，也就有效地避免了因油井水淹而出现的严重的后果。(2)由于缩小了排距，油井易于受注水影响，使油井地层压力保持较高的水平，同时由于注采井直线距离比较长，没有裂缝沟通，所以虽然受效，但不会造成水淹。(3)由于油井受两口注水井驱油，先是受最近注水井的驱动，可使油井稳产，之后又受较远注水井的驱动，使油井较反九点井网稳产时间长。(4)油井少、水井多，它特别适合裂缝性油藏。(5)若加密油井可以最大限度减少死油区，如在油井间加密一排油井，加密后注采井数比为1：3。一般讲这种注采井数对裂缝性低渗透油藏是能满足配注要求的。由于低渗透油藏沿裂缝方向的渗透率远大于垂直于裂缝方向的渗透率，因此油水井排的井距应大于其排距，同时井距和裂缝的长度、油藏地质也有关系。对于以上的结论是在考虑不同的情况下得出的，所以，对于不同的油田还必须有不同的井网优化条件，在考虑井网的部署时，必须对应于一定的现场要求。如果考虑了以下的条件，那么选择菱形井网将会更好地适应油藏的地质条件：考虑裂缝的规模，主要有裂缝的方向和发育程度(视线密度)。考虑裂缝的渗透率和基质的渗透率的比值，不同的比值对应于不同的井距和排距，这就确定了不同的井网密度，这是最主要的。考虑后期的井网调整要求，能否在后期适合转注和井网加密的要求。当砂体发育方向与主裂缝方位接近时，应适当加大井排距比；当断层发育并与主裂缝方向成大角度时，考虑到断层对东西向注采井间的遮挡作用，可适当缩小井排距比；基质渗透率越小，井排距比应越大。经济上可接受情况下的主要性能如下：菱形井网可改善平面上各油井的均匀受效程度，采油速率优势逐渐明显。大大延缓了角井水淹时间，同时使边井的受效程度加大，而且当角井含水较高时可以转注。后期具有良好的调整灵活性，油井的转注改变了渗流方向，提高了驱油效率。井排距比同砂体发育方向与主裂缝方位的接近程度、基质渗透率有关。层内爆炸增产技术中科院力学研究所专家丁雁生等